Análise numérica e semianalítica da recuperação de petróleo avançada utilizando WAG

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Autor(es): dc.contributorFortaleza, Eugênio Liborio Feitosa-
Autor(es): dc.creatorFreitas, Vinícius Rafael de-
Data de aceite: dc.date.accessioned2022-08-15T13:42:14Z-
Data de disponibilização: dc.date.available2022-08-15T13:42:14Z-
Data de envio: dc.date.issued2022-05-17-
Data de envio: dc.date.issued2022-05-17-
Data de envio: dc.date.issued2022-05-17-
Data de envio: dc.date.issued2022-01-16-
Fonte completa do material: dc.identifierhttps://repositorio.unb.br/handle/10482/43721-
Fonte: dc.identifier.urihttp://educapes.capes.gov.br/handle/capes/714330-
Descrição: dc.descriptionDissertação (mestrado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Mecânica, 2022.-
Descrição: dc.descriptionO presente trabalho busca otimizar o Valor Presente L´ıquido (VPL) de uma explorac¸ao de ˜ pretoleo atrav ´ es da t ´ ecnica de injec¸ ´ ao alternada de ˜ agua e g ´ as (WAG) para o reservat ´ orio SPE5 ´ (Fifth Comparative Solution Project of Society of Petroleum Engineers). Para isso, uma analise ´ semianal´ıtica da frente de WAG foi desenvolvida para determinar uma mistura otima dos fluidos ´ injetados para manter uma fronteira estavel com o ´ oleo. ´ Os resultados da analise indicam que n ´ ao˜ e poss ´ ´ıvel aplicar tal proporc¸ao da mistura com a ˜ massa espec´ıfica ideal para o caso do gas imisc ´ ´ıvel e reservatorio estudado. Em seguida, um ´ novo calendario de injec¸ ´ ao foi proposto ( ˜ Waterflood-Gas). Tal calendario ´ e denominado WFG ´ e consiste na injec¸ao inicial de uma grande bolha de ˜ agua e, pr ´ oximo ao fim da vida ´ util do ´ reservatorio, alterna-se a injec¸ ´ ao para uma grande bolha de g ˜ as at ´ e que se atinja o m ´ aximo VPL ´ da explorac¸ao. Tal t ˜ ecnica considera a maior efici ´ encia de varrido macrosc ˆ opica da injec¸ ´ ao de ˜ agua, a capacidade da injec¸ ´ ao de g ˜ as na manutenc¸ ´ ao da fronteira com o ˜ oleo e o tempo necess ´ ario ´ para os fluidos injetados percorrerem todo reservatorio e atingir o poc¸o produtor. ´ Simulac¸oes num ˜ ericas de reservat ´ orio foram realizadas com o simulador de c ´ odigo aberto ´ Open Porous Media Flow (OPM Flow) para comparar o VPL alcanc¸ado pelas tecnicas de injec¸ ´ ao˜ WFG, injec¸ao cont ˜ ´ınua de agua e WAG para diferentes configurac¸ ´ oes de completac¸ ˜ ao, miscibi- ˜ lidade e refino de malha. O WFG proposto neste trabalho resultou no maior VPL entre os casos estudados. As curvas de produc¸ao para os casos supracitados tamb ˜ em s ´ ao avaliadas para melhor ˜ compreensao da din ˜ amica do escoamento no reservat ˆ orio. ´ Por fim, um estudo com diferentes razoes WAG ˜ e realizado para o caso imisc ´ ´ıvel e completac¸ao˜ em apenas uma camada. Neste, a comparac¸ao de VPL ˜ e feita com o WFG e a injec¸ ´ ao cont ˜ ´ınua de agua. O WFG apresentou o maior VPL. A segregac¸ ´ ao gravitacional e o efeito da viscosidade s ˜ ao˜ discutidos aprofundadamente neste estudo.-
Descrição: dc.descriptionThe present work seeks to optimize the Net Present Value (NPV) of a petroleum exploration through the technique of water alternating gas injection (WAG) to the SPE5 reservoir (Fifth Comparative Solution Project of Society of Petroleum Engineers). For this, a semi-analytical analysis of the WAG front was developed to determine an optimal mixture of the injected fluids to maintain a stable boundary with the oil. The analysis results indicate that it is not possible to apply such a proportion of the mixture with the ideal density for the case of the immiscible gas and reservoir studied. Then, a new injection schedule was proposed (Waterflood-Gas). This schedule is called WFG and consists of the initial injection of a large bubble of water and, near the end of the reservoir’s useful life, the injection is switched to a large bubble of gas until the maximum NPV of the exploration is reached. This technique considers the greater efficiency of the macroscopic sweep of the water injection, the ability of the gas injection to maintain the border with the oil, and the time required for the injected fluids to travel through the entire reservoir and reach the producing well. Numerical reservoir simulations were performed with the open source simulator Open Porous Media Flow (OPM Flow) to compare the NPV achieved by WFG injection, continuous water injection, and WAG injection techniques for different completion, miscibility, and refining mesh configurations. The WFG proposed in this work resulted in the highest NPV among the studied cases. The production curves for the aforementioned cases are also evaluated for a better understanding of the flow dynamics in the reservoir. Finally, a study with different WAG ratios is performed for the immiscible case and completion in only one layer. In this, the comparison of NPV is made with the WFG and the continuous injection of water. WFG had the highest NPV. Gravitational segregation and the effect of viscosity are discussed in depth in this study.-
Formato: dc.formatapplication/pdf-
Direitos: dc.rightsAcesso Aberto-
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Palavras-chave: dc.subjectValor Presente Líquido (VPL)-
Palavras-chave: dc.subjectInjeção alternada de água e gás (WAG)-
Palavras-chave: dc.subjectReservatório de petróleo-
Palavras-chave: dc.subjectProdução de óleo-
Palavras-chave: dc.subjectOpen Porous Media Flow (OPM Flow)-
Título: dc.titleAnálise numérica e semianalítica da recuperação de petróleo avançada utilizando WAG-
Tipo de arquivo: dc.typelivro digital-
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